李　浩, 陸建林, 王保華, 左宗鑫, 李瑞磊, 朱建峰, 沈志杰

(1.中國石化股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院無錫石油地質研究所,江蘇無錫 214126; 2.中國石化股份有限公司東北油氣分公司勘探開發(fā)研究院,吉林長春 130062; 3.中國石油華北油田公司第四采油廠,河北廊坊 065000)

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長嶺斷陷南部地區(qū)斷陷層油氣成藏機制及勘探潛力

李浩1, 陸建林1, 王保華1, 左宗鑫1, 李瑞磊2, 朱建峰2, 沈志杰3

(1.中國石化股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院無錫石油地質研究所,江蘇無錫 214126; 2.中國石化股份有限公司東北油氣分公司勘探開發(fā)研究院,吉林長春 130062; 3.中國石油華北油田公司第四采油廠,河北廊坊 065000)

利用天然氣組成、輕烴指紋、碳同位素和生物標志化合物以及儲層流體包裹體等地球化學特征,結合地質條件以及生烴史-熱史模擬研究長嶺斷陷南部的龍鳳山地區(qū)油氣成因及成藏過程,揭示其油氣成藏機制。結果表明:龍鳳山地區(qū)斷陷層天然氣屬于腐殖型和腐泥型的混合氣,且為裂解氣和干酪根熱降解氣組成的混合氣,油氣源主要為本地的沙河子組烴源巖,原油成熟度低于天然氣,為同一油源不同熱演化階段的產(chǎn)物,屬于次生凝析氣藏,成藏表現(xiàn)為“近源多向供烴,復合輸導,早期干酪根熱降解成氣與晚期原油裂解成氣”的多期成藏模式;長嶺南部地區(qū)發(fā)育優(yōu)質烴源巖、營城組末期形成的反轉構造提供了圈閉條件,具備較好油氣輸導條件、存在多期油氣充注,油氣勘探潛力大。

天然氣成因; 油源對比; 凝析油; 沙河子組; 長嶺斷陷; 松遼盆地

引用格式:李浩,陸建林,王保華,等.長嶺斷陷南部地區(qū)斷陷層油氣成藏機制及勘探潛力[J]. 中國石油大學學報(自然科學版),2016,40(3):44-54.

LI Hao, LU Jianlin, WANG Baohua, et al. Reservoir-forming mechanism and its exploration potential of Songliao Basin in the southern area of Changling Depression[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2016,40(3):44-54.

長嶺斷陷南部地區(qū)包括長嶺南次凹(又稱龍鳳山次凹)和東嶺斜坡帶。由于斷陷層(登婁庫組以下地層)構造演化特征及充填模式的復雜性,長期以來長嶺南部龍鳳山地區(qū)油氣勘探一直處于停滯狀態(tài),所鉆10余口探井多為失利井。近兩年來,隨著北2井和北201井的發(fā)現(xiàn),長嶺南部龍鳳山地區(qū)油氣勘探有所突破,但目前對其斷陷層成藏研究較少,油氣成藏機制問題尚不清楚[1-6]。筆者根據(jù)天然氣組成、碳同位素、輕烴指紋和規(guī)則甾烷以及儲層流體包裹體等地球化學特征,結合長嶺斷陷地質背景以及生烴史—熱史模擬研究龍鳳山地區(qū)的油氣成因及成藏過程,揭示其油氣成藏機制和成藏模式。

1　地質背景及油氣源條件

長嶺斷陷位于松遼盆地南部的中央凹陷區(qū),為一個NNE走向的斷凹相間的典型斷陷盆地(圖1(a))。斷陷層由西至東分別為蘇公坨—北正鎮(zhèn)斷階帶、長嶺次凹、達爾罕斷凸帶、前神字—查干花次凹、大老爺府—雙坨子凸起帶和伏龍泉次凹,整體呈“三凸三凹”的構造格局。

圖1　長嶺南次凹構造位置及其沙河子組頂面構造等T0圖Fig.1　Time structure map of K1sh Formation in southern Changling sub-sag and show location of Changling sub-sag

長嶺斷陷南部地區(qū)區(qū)域上受控于南部的蘇公坨—北正鎮(zhèn)斷層等邊界斷層,形成西斷東超的箕狀斷陷結構(圖1(b)),大致經(jīng)歷了初始斷陷期(火石嶺期)、強烈斷陷期(沙河子期和營城期)和斷坳萎縮期(登婁庫期)。該區(qū)斷陷層主力烴源巖主要分布在沙河子組頂部,是一套湖沼相沉積的灰黑色泥巖,該套烴源巖主要發(fā)育于沙河子組頂部,沉積中心位于北2井(B2)北部附近地區(qū),暗色泥巖呈東西向展布,厚度在100～400 m,泥地比約30%～60%,總碳含量w(TOC)一般為0.6%～4.0%,有機質類型主要為Ⅱ型,高熟—過成熟,以好烴源巖為主。此外,營城組為該區(qū)一套重要烴源巖,鉆井揭示龍鳳山內(nèi)斜坡暗色泥巖較發(fā)育,厚度170～208 m,泥地比35%～45%,東嶺斜坡帶營城組暗色泥巖相對欠發(fā)育,厚度一般小于200 m,泥地比一般為10%～30%,w(TOC)一般小于1%,Ro一般小于1.5%,以差—中等烴源巖為主(圖2和表1)。

圖2　長嶺次凹南部地區(qū)斷陷層系烴源巖TOC與S1+S2關系Fig.2　w(TOC)-S1+S2 crossplot of two major source rocks from K1sh Formation and K1yc Formation in southern area of Changling Depression

構造位置井位層位暗泥厚度/m暗地比/%范圍均值(個數(shù))w(TOC)/%Ro/%有機質類型龍鳳山地區(qū)北2沙河子組248620.9～3.02.1(13)2.0～2.52.1(9)Ⅱ營城組184350.1～1.80.4(13)1.9～2.12.0(2)Ⅱ2-Ⅲ北201沙河子組299540.9～2.81.6(12)1.3(1)Ⅱ2營城組349500.1～1.80.8(33)1.0～1.61.3(3)Ⅱ2-Ⅲ北1沙河子組344492.5～7.04.2(5)—Ⅲ營城組177451.3～3.72.2(9)0.7～1.10.8(8)Ⅱ新深1沙河子組208371.5～2.01.8(4)2.0(4)Ⅱ-Ⅲ東嶺地區(qū)松南101營城組216340.1～0.80.4(3)1.3～1.61.5(3)Ⅱ1雙103沙河子組257591.2～3.01.8(10)1.2(2)Ⅱ1營城組70180.3～1.50.6(12)—Ⅱ1松南187沙河子組183490.7～1.41.1(6)1.6(4)Ⅱ1營城組75200.5(1)—Ⅱ1松南188沙河子組70450.3～5.02.0(5)0.7～0.80.8(5)Ⅱ1

2　天然氣與凝析油來源分析

2.1凝析油來源

2.1.1利用甾烷特征判定油源

北2井沙河子組原油的甾烷原始構型(20R)化合物C27-C28-C29分布呈“L”形,αααC27甾烷含量高于C29甾烷,表明其母源有機質低等浮游生物較豐富,長嶺南次洼沙河子組烴源巖規(guī)則甾烷分布多呈“L”型,少數(shù)呈“V”型(甾烷三角圖中C27(20R)構型和C29(20R)構型相對含量接近),具有水生植物和高等植物混合來源,二者可對比;而該區(qū)營城組烴源巖的C29甾烷相對比例較高,表明以高等植物輸入為主,因此,從規(guī)則甾烷分布特征來看,北2井沙河子組凝析油與長嶺南次洼沙河子組烴源巖表現(xiàn)出親緣性,而與營城組烴源巖表現(xiàn)出非同源性 (圖3和圖4)。

圖3　長嶺斷陷龍鳳山斷陷層系原油及源巖的甾烷分布特征Fig.3　Characteristics of the distribution of alkanes with crude oil and source rock at Longfengshan area of Changling depression

圖4　長嶺斷陷南部地區(qū)斷陷層樣品的C27、C28和C29三角圖Fig.4　Triangle graph among C27,C28 and C29of rock sample and oil sample in southern area of Changling Depression

2.1.2利用瀝青“A”組分碳同位素判定油源

一般而言,同源原油具有相近的瀝青“A”組分

碳同位素值。圖5中,龍鳳山地區(qū)沙河子組原油(如B2井、B201井和B202井)與B2井沙河子組烴源巖樣品的瀝青“A”組分碳同位素值相差不大,而與B201井營城組烴源巖樣品的瀝青“A”組分碳同位素相差較大,表明龍鳳山地區(qū)的斷陷層凝析油與沙河子組烴源巖具有同源性,而與營城組烴源巖表現(xiàn)出非同源性。圖中所示龍鳳山地區(qū)原油飽和烴碳同位素較重,這可能與生物降解作用與成熟度影響有關。B2井原油質譜圖中檢測到25-降-藿烷系列(圖6),表明原油受到強烈的生物降解作用,導致龍鳳山地區(qū)原油飽和烴碳同位素變重。

圖5　長嶺斷陷南部龍鳳山地區(qū)的油樣與泥巖樣的瀝青“A”組分的碳同位素對比Fig.5　Components of bitumen-As carbon isotopes from shale samples and oil samples in Longfengshan area of Changling Depression

圖6　北2井沙河子組原油中的25-降-藿烷分布特征Fig.6　25-norhopanes in K1sh Formation oil sample of well B2

與龍鳳山地區(qū)凝析油相比,東嶺地區(qū)斷陷層系原油富集輕碳同位素,其碳同位素值偏低(圖7),為-32.0‰～-28.6‰,二者差別較大,表明龍鳳山地區(qū)原油與東嶺地區(qū)原油同源可能性較小。比較東嶺地區(qū)原油與該區(qū)沙河子組和營城組烴源巖的瀝青“A”及其組分的碳同位素連線特征,推測東嶺地區(qū)原油可能為沙河子組和營城組的混源油。

圖7　長嶺斷陷南部東嶺地區(qū)原油及源巖的瀝青“A”組分δ13C對比Fig.7　Components of bitumen-As carbon isotopes from shale samples and oil samples in Dongling area of Changling Depression

2.2天然氣成因

長嶺斷陷南部的龍鳳山地區(qū)斷陷層的天然氣甲烷含量83.4%～93.3%,均值88.1%,重烴氣(C2+)含量普遍較高,一般大于9%,CO2含量普遍極低,不超過1%,干燥系數(shù)一般小于15,屬于典型的濕氣,有別于查干花—腰英臺地區(qū)的干氣類型。烷烴氣組分及碳同位素組成是天然氣成因研究的主要依據(jù)[7-9]。龍鳳山地區(qū)(以北2井為例)和東嶺地區(qū)沙河子組天然氣的有機烷烴氣碳同位素系列均表現(xiàn)為隨碳原子數(shù)的增加,碳同位素值增加,即δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4的正碳同位素系列(表2和圖8),表明這些天然氣均為有機成因氣[10]。

表2　長嶺斷陷南部地區(qū)斷陷層的天然氣組分及碳同位素值數(shù)據(jù)

圖8　長嶺斷陷天然氣δ13C1-C1/(C2+C3)關系圖版(戴金星圖版)Fig.8　"Dai jinxing" graph about δ13C1～δ13C2 of gas in Changling Depression

一般而言,腐殖型天然氣的烷烴氣碳同位素值高于腐泥型天然氣。根據(jù)戴金星的天然氣δ13C1～δ13C2關系圖版[11],龍鳳山天然氣樣品主要為凝析油伴生氣和腐殖型氣(圖8)。Lorant通過研究Ⅱ型干酪根在無水封閉體系下的動力學模型,應用乙烷和丙烷的同位素差值與乙烷和丙烷體積分數(shù)差值的關系研究天然氣是干酪根熱解成因還是油裂解成因[12-13]。長嶺斷陷南部地區(qū)的沙河子組烴源巖干酪根類型以Ⅱ型為主,因此“Lorant”圖版適用于本區(qū)的天然氣成因分析。從圖9中可以看出北2井落在裂解氣和干酪根降解氣交界區(qū)域,因此,龍鳳山地區(qū)的沙河子組天然氣可能為裂解氣和干酪根熱降解氣組成的混合氣,而東嶺地區(qū)以裂解氣為主。

2.3天然氣來源

2.3.1利用烷烴氣碳同位素判定氣源

由圖10看出,東嶺地區(qū)天然氣中的烷烴氣碳同位素值相近,分別為-41.1‰～-33.2‰、-30.8‰～-26.2‰、-27.5‰～-25.4‰和-27.4‰～-24.9‰;北2井天然氣的δ13C1為-32.4‰、δ13C2為-21.4‰、δ13C3為-21.2‰、δ13C4為-19.8‰。整體上,同一烷烴氣的碳同位素值北2井的天然氣較東嶺地區(qū)的重，因此北2井沙河子組的天然氣與東嶺地區(qū)的天然氣可能非同源,也可能是同源不同演化階段的產(chǎn)物。

2.3.2利用輕烴指紋判定氣源

輕烴中的 C7系列常用于氣源對比。輕烴中的甲基環(huán)巳烷熱力學性質相對穩(wěn)定,主要來源于陸源的高等植物,二甲基環(huán)戊烷主要來自于水生生物,正庚烷主要來自藻類和細菌,對成熟度作用十分敏感,是良好的成熟度指標。北2井天然氣和凝析油具有相似的輕烴指紋,均具有較高相對含量的甲基環(huán)巳烷和低相對含量的正庚烷,與東嶺地區(qū)的油氣有所不同(圖11和圖12)。這表明北2井沙河子組天然氣和凝析油同源,均來自本地沙河子組烴源巖,而與東嶺地區(qū)油氣表現(xiàn)一定的差異。

圖10　長嶺斷陷南部地區(qū)斷陷層天然氣碳同位素連線Fig.10　Gas isotope series connection diagram in fault depression layers, southern area of Changling Depression

圖11　長嶺南次凹與東嶺地區(qū)沙河子組凝析油與天然氣的輕烴C7系列組成特征Fig.11　Triangle graph among C27,C28 and C29 of rock sample and oil sample of K1sh Formation in southern area of Changling Depression and Dongling area

輕烴參數(shù)能反映凝析油和天然氣的成熟度。一般而言,成熟度越高,甲基環(huán)巳烷的含量越低,庚烷值越高。隨著成熟度增加,甲基環(huán)巳烷向正庚烷或甲基環(huán)戊烷轉變,導致甲基環(huán)巳烷指數(shù)變小、石蠟指數(shù)增大[14]。從圖13可知,考慮到組分分餾平衡的影響,龍鳳山地區(qū)斷陷層原油的成熟度可能低于天然氣的成熟度。

前已述及北2凝析氣為腐殖型和腐泥型混合氣。根據(jù)劉光耀(1989)所建的松遼盆地腐泥型氣和腐殖型氣的δ13C1-Ro關系方程,按腐泥型氣和腐殖型氣分別計算所得其成熟度Ro各為1.8%和0.9%,因此北2井天然氣成熟度在0.9%～1.8%。由于北2井原油的C2920S/(20S+20R)比值為0.49,換算成對應Ro為0.9%,由此認為北2井天然氣和原油是同一油源不同熱演化階段的產(chǎn)物,屬于次生凝析氣藏[15]。

圖12　北2井沙河子組凝析油與天然氣的輕烴圖譜Fig.12　Light hydrocarbon atlas of K1sh Formation condensate oil sample and gas samples from well B2 in southern area of Changling Depression

圖13　長嶺斷陷南部地區(qū)凝析油和天然氣中甲基環(huán)巳烷指數(shù)和石蠟指數(shù)與庚烷值的關系Fig.13　Relationship between methylcyclohexane indexes, paraffin indexes and the heptane values of condensate oil and gas samples from southern area of Changling Depression

3　凝析油氣藏的成因機制探討

(1)高成熟演化階段中的偏腐泥型的陸源有機質有利于生成大量的天然氣和輕質油,為凝析油氣藏的形成提供充分的物質基礎。油源對比表明長嶺南次凹沙河子組為北2井凝析氣藏的主要烴源層。該區(qū)沙河子組為偏腐泥型干酪根,有機質豐度較高,實測鏡質體反射率Ro為1.6%～2.2%,北2井生烴史模擬表明(圖14),龍鳳山地區(qū)沙河子組的偏腐泥型烴源巖在距今98～88 Ma時(Ro為1.2 %～1.6%),處于干酪根裂解生濕氣階段;在88 Ma至今,對應Ro為1.6 %～2.2%,主要處于原油裂解生濕氣階段,后期以生甲烷為主。高成熟演化階段中的偏腐泥型的陸源有機質有利于生成大量的天然氣和輕質油。

圖14　北2井沙河子組和營城組烴源巖的成熟度演化模擬曲線Fig.14　Maturity evolution history curves of two major source rocks from K1sh Formation and K1yc Formation of well B2 in southern area of Changling Depression

(2)具有“早期熱降解成氣與晚期原油裂解成氣”的多階成藏模式。北201井3 397.84 m處流體包裹體鏡下特征顯示沙河子組儲層中發(fā)育較豐富的成巖流體包裹體(圖15,樣品取自北201井,灰色熒光細砂巖,沙河子組,樣品點深度 3 397.84 m),以氣液兩相鹽水包裹體、氣液兩相烴包裹體和純氣相烴包裹體為主,其中與烴類包裹體共生的鹽水包裹體主要沿兩組石英顆粒次生裂隙呈帶狀分布,測得其均一溫度分別為110.2～120.5 ℃和129.5～130.8 ℃兩組,同時測得其對應的流體密度也有兩組,分別為0.951～0.984和0.934 g/cm3。從包裹體產(chǎn)狀、均一溫度和流體密度分布來看,長嶺斷陷南部的龍鳳山地區(qū)油氣充注至少存在早晚兩期。將測得的兩組均一溫度投點到北201井單井埋藏史——熱史圖上可知其成藏期為距今94～92 Ma和84 Ma,分別對應于泉頭組沉積期和嫩江組末期(圖16和圖17)。結合生烴史模擬結果,龍鳳山地區(qū)凝析油成藏具有有早期熱解成氣與晚期原油裂解成氣”的多階成藏模式。

圖15　長嶺次凹南部北201井沙河子組儲層流體包裹體鏡下特征Fig.15　Characteristic of reservoir fluid inclusion enclaves from well B201 in southern area of Changling depression

圖16　利用包裹體均一溫度在B201井單井埋藏史圖上確定成藏期Fig.16　Using homogeneous temperature of fluid inclusions to determine the reservoir-forming period from burial history graph of single well B201

圖17　北2井沙河子組儲層鹽水包裹體均一溫度與密度分布頻率Fig.17　Frequency histograms of homogenization temperature and density of fluid inclusion from well B2

(3)多期構造運動產(chǎn)生的斷裂和不整合面為油氣運移提供了良好輸導層,上覆營城組中基性火山巖可作為良好的蓋層。沙河子期——營城期為盆地斷陷期,斷陷期長嶺斷陷南部地區(qū)經(jīng)歷了多期構造運動,形成了系列NNW傾向的斷層,它們溝通了長嶺南次凹深部的沙河子組烴源巖;同時,沙河子組末期構造運動形成的T41(沙河子組頂面)不整合面也為油氣提供了長距離側向運移通道。泉頭組沉積期,長嶺南次洼沙河子組Ⅱ型干酪根生成的油氣一方面沿T41不整合面?zhèn)认蜻\移,一方面沿系列NNW傾的斷層垂向運移,多路油氣運至北2斷鼻高部位匯聚成藏;嫩江組末期部分液態(tài)原油發(fā)生裂解成氣。上覆大套營一段安山巖,作為良好的蓋層,有利于油氣保存。

綜上所述,長嶺斷陷南部的龍鳳山地區(qū)斷陷層凝析氣藏屬于 “近源多向供烴,復合輸導,早期熱降解成氣與晚期原油裂解成氣”的多期成藏模式;而東嶺地區(qū)斷陷層的天然氣成熟度高,主要為晚期原油裂解成氣藏模式(圖18)。

圖18　長嶺斷陷南部龍鳳山地區(qū)油氣成藏模式Fig.18　Hydrocarbon accumulation model in southern area of Changling Depression

4　勘探潛力分析

(1)沙河子組頂部發(fā)育一套優(yōu)質烴源巖,提供了優(yōu)越的油源條件。長嶺南部的龍鳳山地區(qū)沙河子組頂部發(fā)育一套辮狀河三角洲和湖相的灰黑色泥巖夾煤層,北2井揭示該套黑色泥巖厚約250 m,殘留有機質豐度w(TOC)多大于1%,有機質類型以Ⅱ型為主,屬于好烴源巖(圖2與表1)。這套優(yōu)質烴源巖發(fā)育于原始生產(chǎn)力中等、潮濕氣候、低鹽度、沉積速率較低的湖侵體系域和高位體系域早期，決定了這套優(yōu)質烴源巖縱橫分布的連續(xù)性,為長嶺南部地區(qū)油氣成藏提供了優(yōu)越的油源條件。

(2)斷裂、不整合面構成的三維網(wǎng)絡輸導體系為油氣運移提供了良好的輸導條件。斷陷期,在邊界斷裂龍鳳山—北正鎮(zhèn)斷裂強烈活動下,形成了眾多的NNW傾向的伴生斷層,并溝通沙河子組頂部的優(yōu)質烴源巖,同時沙河子組末期構造運動形成了T41不整合面。NNW向的油源斷層和T41不整合面構成的三維網(wǎng)絡輸導體系為本區(qū)油氣運移提供了良好的輸導條件。

(3)營城組末期時期形成的反轉構造提供了圈閉條件。營城組沉積的末期存在一個短暫的擠壓反轉事件,造成部分剖面長度的縮短和長嶺斷陷南部局部地區(qū)的沙河子組地層發(fā)生擠壓抬升剝蝕,營城期之前活動的同沉積正斷層龍鳳山斷裂此時受到擠壓而逆向活動形成負花轉構造及反轉背斜(圖19),為本區(qū)油氣成藏提供了良好的圈閉條件。

圖19　長嶺斷陷南部龍鳳山地區(qū)測線L396地震解釋剖面Fig.19　Profile interpretion of fractures in southern area of Changling Depression(Line396)

(4)優(yōu)越的保存條件以及多期油氣充注,有利于油氣富集。本區(qū)營城組發(fā)育大套中基性火山巖,巖性主要為安山巖和玄武巖,厚約40～150 m,鋯石年齡為110～116 Ma。同時成藏期研究表明本區(qū)存在至少兩期油氣充注,鏡下見豐富的烴類包裹體也表明龍鳳山地區(qū)發(fā)生過規(guī)模油氣充注。優(yōu)越的保存條件以及多期油氣充注,為龍鳳山地區(qū)油氣富集創(chuàng)造了有利條件。

總之,長嶺南部地區(qū)鄰近優(yōu)質烴源巖區(qū)、具備“斷裂-不整合”復合型油氣輸導體系、較發(fā)育的反轉構造圈閉和存在多期油氣充注,油氣勘探潛力大,將是重要的油氣增儲地區(qū)。

5　結　論

(1)長嶺斷陷南部的龍鳳山地區(qū)斷陷層天然氣主要為腐殖型氣,部分為腐泥型氣,表現(xiàn)為油裂解氣和干酪根熱降解氣組成的混合,主要來自本地的沙河子組烴源巖,為同一油源不同熱演化階段的產(chǎn)物,屬于次生凝析氣藏,其成藏表現(xiàn)為“近源多向供烴,復合輸導,早期熱降解成氣與晚期原油裂解成氣”的多期成藏模式。

(2)發(fā)育優(yōu)質烴源巖、營城組末期發(fā)生的構造反轉運動形成的反轉構造提供了圈閉條件,具備較好油氣輸導條件、存在多期油氣充注,表明長嶺南部地區(qū)油氣勘探潛力大。

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(編輯劉為清)

Reservoir-forming mechanism and its exploration potential of Songliao Basin in the southern area of Changling Depression

LI Hao1, LU Jianlin1, WANG Baohua1, ZUO Zongxin1, LI Ruilei2, ZHU Jianfeng2, SHEN Zhijie3

(1.Wuxi Petroleum Geology Research Institute of SINOPEC, Wuxi 214126, China;2.ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,NortheastOil&GasBranch,SINOPEC,Changchun130062,China;3.TheFourthOilProductionPlant,PetroChinaHuabeiOilfieldCompany,Langfang065000,China)

The hydrocarbon genesis and reservoir-forming of Longfengshan in the southern Changling Depression was investigated using the geochemical characteristics of natural gas composition, light hydrocarbon fingerprint, carbon isotopes and biomarker, as well as the reservoir fluid inclusion. Also the geological condition and hydrocarbon generation-thermal histories were combined to study the reservoir-forming mechanism. The results show that the genesis of gas in Longfengshan sub-sag is a gas mixture composed of humic and sapropelic gas which consists of oil cracked gas and kerogen thermal degradation gas. It is also found that the natural gas and condensate of reservoir is mainly K1sh Formation source rock, in which the maturity of oil is lower than that of natural gas. This is the product of different thermal evolution stages of the same oil source, which belongs to the secondary condensate reservoir. The reservoir-forming exhibits the multi-stage reservoir model of "single source for hydrocarbon, multi-type carrier system and early kerogen catalyzed gas accumulation and late oil cracked gas accumulation". The developed excellent source rocks and the formed tectonic inversion in the southern Changling Depression supply trap conditions, which present good fluid transporting conditions and multi-period hydrocarbon accumulation showing great potential for oil and gas exploration.

natural gas origin; oil-source correlation; condensate; K1sh Formation; Changling Depression; Songliao Basin

2015-12-03

中石化科技部課題(P13073)

李浩(1984-),男,博士,研究方向為石油地質。E-mail: lh107033@163.com。

1673-5005(2016)03-0044-11doi:10.3969/j.issn.1673-5005.2016.03.006

P 631.81

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